Содержание к диссертации
Введение
Раздел I Концептуальные основы снижения техногенной опасности резервуарного хранения нефти и нефтепродуктов 12
Глава 1 Анализ правовых основ оценки взрывопожарной опасности резервуаров для нефти и нефтепродуктов 13
1.1 Анализ нормативных документов и показателей оценки, регламентирующих взрывопожарную опасность 13
1.1.1 Нормативные документы, регламентирующие взрывопожарную опасность 14
1.1.2 Показатели оценки, регламентирующие взрывопожарную опасность 19
1.2 Анализ терминов и определений показателей опасности и рисков 25
1.3 Анализ метрологического обеспечения результатов оценок опасности 29
1.4 Выводы 31
Глава 2 Концепция снижения техногенной опасности резервуаров для нефти и нефтепродуктов 33
2.1 Современные средства и технологии резервуарного хранения нефти и нефтепродуктов 33
2.1.1 Современный резервуарный парк для хранения нефти и нефтепродуктов 33
2.1.2 Жизненный цикл резервуара для хранения нефти и нефтепродуктов 40
2.2 Теоретические основы официальных методов оценки техногенной опасности резервуарного хранения нефти и нефтепродуктов 43
2.2.1 Метод определения вероятности возникновения пожара (взрыва) на пожаровзрывоопасном объекте 44
2.2.2 Методы оценки индивидуального риска 46
2.2.3 Общие принципы количественной оценки взрывопожароопасности технологических блоков 49
2.3 Сущность проблемы техногенной опасности резервуарного хранения нефти и нефтепродуктов и концепция ее решения 52
Раздел II Теоретические основы оценки техногенной опасности резервуарного хранения нефти и нефтепродуктов 56
Глава 3 Разработка теоретических основ оценки техногенной опасности резервуаров 57
3.1 Выбор определяющих показателей техногенной опасности резервуарного хранения нефти и нефтепродуктов 57
3.2 Обоснование структурного состава комплексного показателя техногенной опасности резервуара 61
3.3 Оценка влияния величины скорости распространения пламени в горючей среде на величину давления во фронте ударной волны 66
3.4 Расчет и оценка техногенной опасности существующих типоразмеров резервуаров 75
3.5 Выводы 81
Глава 4 Методические основы оценки уровня техногенной опасности резервуаров 83
4.1 Разработка структуры безразмерного комплекса для оценки уровня техногенной опасности по этапам жизненного цикла резервуаров 83
4.2 Методические основы оценки уровня техногенной опасности резервуаров. 85
4.3 Сравнительный анализ оценок уровня техногенной опасности резервуара различными методами 88
4.4 Метрологическая оценка показателей техногенной опасности резервуаров 97
4.5 Выводы 102
Раздел III Конструктивно - технологические способы и устройства защиты резервуарного хранения нефти и нефтепродуктов 104
Глава 5 Методы и устройства предупреждения техногенного разрушения резервуаров 105
5.1 Защита резервуаров от образования взрывопожароопасных концентраций газовой среды 105
5.2 Защита резервуаров от нерасчетных значений вакуума и избыточного давления 108
5.3 Защита резервуаров от ударной волны внутреннего взрыва 120
5.4 Защита резервуаров от нерасчетных тепловых потоков 123
5.4.1 Выбор огнестойких вспенивающихся лакокрасочных покрытий 123
5.4.2 Защита резервуара от воздействия теплового потока 129
5.5 Совершенствование методов испытания защитного технологического оборудования 132
5.6 Выводы 136
Глава 6 Способы локализации аварийных разливов и горения нефти и нефтепродуктов 137
6.1 Локализация аварийных разливов нефти и нефтепродуктов 137
6.2. Локализация горения нефти и нефтепродуктов в резервуарах 145
6.3. Выводы 158
Раздел IV Способы и устройства тушения пожаров в резервуарах с нефтью и нефтепродуктами 160
Глава 7 Огнетушащие составы для тушения пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах 160
7.1 Вероятностная модель прохождения паров нефтепродукта через слой пены огнетушащего вещества 160
7.2 Эффективные композиции огнетушащих составов 166
7.3 Методы и устройства для определения качества пенообразователей 169
7.4 Выводы 170
Глава 8 Способы тушения пожаров нефти и нефтепродуктов в резервуарах 171
8.1 Системы тушения пожаров с подачей огнетушащего вещества насосами.. 171
8.2 Системы тушения пожаров с подачей огнетушащего вещества вытеснением избыточным давлением 177
8.3 Тушение пожаров сеточными экранами 184
8.3.1 Закономерности изменения свойств мазута при горении 184
8.3.2 Сеточный экран для тушения мазута 188
8.4 Тушение турбулентной струей инертного газа или воздуха 189
8.5 Выводы 192
Общие выводы по разделу IV 193
РАЗДЕЛ V Оценка технической, экономической и экологической эффективности разработанных способов защиты резервуаров 194
Глава 9 Оценка технической и экономической эффективности разработанных способов защиты резервуаров 196
9.1 Прогнозирование эффективности полноразмерных устройств защиты резервуаров от нерасчетных значений давления и вакуума 196
9.2 Прогнозирование эффективности методов и средств снижения техногенной опасности 208
9.3 Прогнозирование эффективности методов и средств локализации и тушения пожаров 209
9.4 Выводы 210
Глава 10 Оценка экологической эффективности разработанных способов защиты резервуаров 211
Общие выводы по разделу V 212
Общие выводы по работе и основные направления реализации результатов исследования 213
Список литературы 216
Приложение 236
- Нормативные документы, регламентирующие взрывопожарную опасность
- Оценка влияния величины скорости распространения пламени в горючей среде на величину давления во фронте ударной волны
- Защита резервуаров от нерасчетных значений вакуума и избыточного давления
- Вероятностная модель прохождения паров нефтепродукта через слой пены огнетушащего вещества
Введение к работе
Основным средством хранения нефти и нефтепродуктов являются металлические резервуары, из них самые распространенные - резервуары вертикальные со стационарной крышей. На их долю приходится до 60 % всех капитальных вложений объектов нефтегазового комплекса. Кроме того, очень много резервуаров насчитывается на складах (базах хранения) и в частях различных видов Вооруженных сил РФ, а также в организациях государственного резерва материальных ресурсов. Из этого следует, что обеспечение безопасности резервуарного хранения запасов нефти и нефтепродуктов имеет существенное экономическое и оборонное значение для нашей страны. О том, что эта проблема далека от положительного решения, свидетельствуют следующие опубликованные факты:
существующая производственная база нефтегазовой промышленности создана, в основном, в период с 1950 по 1990 годы и ранее, поэтому фактические сроки эксплуатации резервуаров (до 50 лет) давно превысили нормативные значения (25 лет). Допущенные нарушения при их строительстве, монтаже автоматических систем тушения пожаров и правил эксплуатации привели к тому, что в настоящее время резко возросла потенциальная опасность для населения и окружающей среды;
развитие городов и населенных пунктов привело к тому, что тысячи нефтебаз, например нефтебаза "Ручьи" в Санкт - Петербурге, оказались расположенными в их черте и представляют собой постоянную экологическую и социальную угрозу;
в течение 1998-2003 гг. на объектах нефтегазового комплекса России произошло около 5600 пожаров, унесших жизни свыше 400 человек;
зарегистрировано 65 случаев аварий резервуаров, связанных с их частичным или полным разрушением, третья часть которых приходится на новые резервуары со сроком эксплуатации менее 9 лет;
частота возникновения пожаров в резервуарах со стационарной крышей в настоящее время составляет 0,006 в расчете на одну единицу в течение года;
каждая вторая установка автоматического тушения пожаров имеет неисправности, а свыше 35% из них находятся в неработоспособном состоянии;
стационарные установки тушения пеной средней кратности морально, а на многих объектах и физически, устарели.
Нынешние требования пожарной безопасности изложены в огромном количестве нормативных документов, что крайне затрудняет их использование специалистами. При этом многие из них плохо согласованы друг с другом или попросту устарели, другие не могут быть использованы в связи с тем, что рекомендуемые ими системы защиты и средства тушения уже не производятся или не сертифицированы. Требования действующих нормативно-правовых документов к противопожарной защите резервуаров не учитывают их характеристики, физико-химические свойства и различия в параметрах и характеристиках горения и тушения различных нефтепродуктов. Следовательно, проблема обеспечения устойчивости резервуаров в условиях чрезвычайных техногенных ситуаций имеет и научную актуальность, которая заключена в отсутствии современной и окончательно сформированной методологии достоверной оценки фактического и прогнозируемого уровней их опасности, гарантирующих обеспечение нормативного уровня пожарной безопасности. Необходимы научно обоснованные (и единые для владельцев всех форм собственности) методы оценки опасности, создаваемой резервуарами с нефтью и нефтепродуктами.
О неудовлетворительном состоянии взрывопожарной безопасности резервуарного хранения нефти и нефтепродуктов в стране и принимаемых мерах косвенно могут свидетельствовать документы Правительства РФ последних лет:
Постановление от 29.09.1999 № 1098 О федеральной целевой программе «Снижение рисков и смягчение последствий чрезвычайных ситуаций природного и техногенного характера в Российской Федерации до 2005 года».
Постановление от 21.08.2000 №'613 «О неотложных мерах по предупреждению и ликвидации аварийных разливов нефти и нефтепродуктов».
3. Постановление от 15.04.2002 № 240 «Правила организации
мероприятий по предупреждению и ликвидации разливов нефти и
нефтепродуктов на территории Российской Федерации».
4. Постановление от 14.08.2002 № 595 «Положение о лицензировании
деятельности по эксплуатации пожароопасных производственных объектов».
Приказом МЧС от 28.02.2003 № 105 определено, что прогнозирование чрезвычайных ситуаций техногенного характера, определение и периодическое уточнение показателей риска чрезвычайных ситуаций должно проводиться с периодичностью не реже одного раза в пять лет. При проведении реконструкции, изменении технологий, увеличении численности производственного персонала, ужесточении требований по безопасности, смены эксплуатирующей организации или передачи объекта в аренду показатели должны уточняться. При превышении показателей риска над проектными значениями эксплуатирующая организация должна принимать компенсирующие указанное превышение меры.
Таким образом, проблема обеспечения устойчивости резервуаров в условиях чрезвычайных техногенных ситуаций имеет, по крайней мере, два наиважнейших научно-практических аспекта:
во-первых, это - неудовлетворенная потребность в достоверных методах оценки фактического и прогнозируемого уровней их опасности, которые бы гарантировали обеспечение нормативного уровня пожарной безопасности (воздействие опасных факторов пожара не должно превышать
9 величины 10 _6 на человека в год), поскольку известные стандартные методы этой задачи полностью не решают;
во-вторых, это - отсутствие высоко эффективных упреждающих способов защиты элементов конструкции от факторов, сопутствующих взрывам и пожарам, и возможность их применения на любом этапе жизненного цикла резервуара (в случае несоответствия фактического уровня опасности установленным нормам).
Анализ состояния данной проблемы показывает, что основные усилия организаций и отдельных специалистов в борьбе с пожарами направлены на совершенствование методов и устройств их тушения. Хотя такие усилия важны и необходимы, но не они должны преобладать в научной и практической деятельности структурных подразделений ГПС МЧС РФ, поскольку имеют характер последействия и фактически направлены на защиту не горящего, а соседних резервуаров, предотвращая лишь дальнейшее распространение пожара. Более того, и здесь преобладает направление использования не стационарных систем тушения, встроенных в конструкцию резервуара, а мобильной пожарной техники. Недостатки такого подхода известны, из которых главный - дополнительные и дорогостоящие затраты времени на оповещение, прибытие и развертывание подразделений для тушения пожаров.
Таким образом, проблема безопасной эксплуатации резервуаров для хранения нефтепродуктов весьма актуальна в научном, экономическом, оборонном и социальном отношениях. В течение предшествующих 15 лет под руководством автора по этой проблеме выполнен комплекс из 6 научно-исследовательских работ. Отмеченные аспекты актуальности рассматриваемой проблемы обусловили выбор темы данного диссертационного исследования.
Диссертационное исследование направлено на реализацию Постановления Правительства РФ от 29.09.1999 № 1098, в котором предусмотрено создание и развитие научно-методической основы
10 управления рисками, формирование нормативно-правовой и методической базы для обеспечения контроля и нормирования рисков возникновения чрезвычайных ситуаций.
Исходя из целевой установки МЧС России в области техногенной безопасности о принципиальном недопущении аварий и катастроф, в диссертации выбраны и обоснованы объект (техногенная опасность резервуарного хранения нефти и нефтепродуктов) и предмет (методология оценки и способы снижения техногенной опасности резервуарного хранения нефти и нефтепродуктов) исследования, определены границы и поставлены задачи исследования. Получены следующие обобщенные результаты исследования:
сформулированы концепция и теоретические основы снижения техногенной опасности резервуарного хранения нефти и нефтепродуктов;
рассмотрены и научно обоснованы методические и технические решения по реализации концепции снижения техногенной опасности резервуарного хранения нефти и нефтепродуктов;
приведена оценка технической, экологической и экономической эффективности авторских разработок в реализации выдвинутой концепции снижения техногенной опасности резервуарного хранения нефти и нефтепродуктов.
Из общего перечня факторов (причин), ведущих к взрыву (пожару), особую группу составляют конструктивно-технологические, которые присутствуют на всех этапах жизненного цикла. Проектные и эксплуатационные требования к резервуарам оформлены в виде НПБ (норм пожарной безопасности) и других нормативных документов. Однако они не дают однозначного ответа о необходимости и достаточности принятых ограничений и допусков или о возможных отступлениях от действующих нормативов при использовании компенсационных мер.
Автором введено новое понятие — техногенной опасности резервуара, как такого его состояния, которое одновременно зависит от его
конструктивных и физико-химических свойств хранимых в нем жидкостей. Количественно эта опасность выражается вероятностью ее наступления.
Автор не сумел в данной работе поименно перечислить всех ученых, внесших достойный вклад в разработку проблемы безопасности резервуарного хранения нефти и нефтепродуктов, за что приносит им свои извинения. Это обусловлено тем, что в центр настоящего исследования поставлены официальные нормативные документы (стандарты, нормы, правила и иные руководящие документы органов управления). Вклад в науку известных ученых (по направлениям исследования) должным образом отмечен в диссертациях его учеников: А.А. Олейника (1998 г.), М.Г. Трифонова (1999 г.), О.А. Хорошилова (2001 г.), А.С. Крутолапова (2002 г.), Д.А. Загрядского (2003 г.) и А.С. Земцова (2004 г.).
Автор благодарен всем организациям и отдельным лицам за выраженные понимание и поддержку его усилий в избранном направлении работы, в том числе:
ведущим организациям, занимающимся безопасной эксплуатацией объектов хранения нефти и нефтепродуктов (Северо-Западному региональному центру МЧС России, Центральному управлению ракетного топлива и горючего МО РФ); филиалу ВНИИПО МЧС РФ, Институту проблем транспорта РАН, 25 Государственному НИИ МО РФ);
учебным заведениям, осуществляющим подготовку специалистов данного профиля (Санкт- Петербургскому институту ГПС МЧС РФ, Военной академии тыла и транспорта, Ульяновскому высшему военно-техническому училищу, Санкт- Петербургскому технологическому институту);
редакциям специальных журналов ("Вестник С- Петербургского института ГПС МЧС России", "Пожарная безопасность", "Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов" и др.).
Нормативные документы, регламентирующие взрывопожарную опасность
Как было отмечено выше, оценка взрывопожарной опасности резервуаров может проводиться по 16 показателям, которые содержатся в 5 нормативных документах, из которых: 2 - государственных стандарта, 1 -ведомственный документ МЧС РФ (НПБ 105-03) и 2 — принадлежат Ростехнадзору (бывшему Гостехнадзору).
Из материалов п. 1.1 следует, что при оценке безопасности неоднозначно применяются такие наиболее важные для настоящей проблемы термины, как: «пожарная безопасность и пожарная опасность» (ГОСТ 12.1.033-81 [39], ГОСТ 12.1.004-91 [18], Федеральный закон № 69-ФЗ от 21.12.94 [2], ГОСТ Р 12.3.047-98 [19], нормы НПБ 105-03 [23]); «взрывобезопасность и взрывоопасность» (ПБ 09-540-03 [26]); «взрывопожарная опасность» (НПБ 105-03 [23]) и «промышленная безопасность» (Федеральный закон № 116-ФЗ от 21.07.97 [3]); «приемлемый, недопустимый, технический, индивидуальный, потенциальный, коллективный и социальный риски» (ГОСТ 12.3.047-98 [19], РД 03-418-01 [15], Федеральный закон № 184-ФЗ от 27.12.03 [4]).
Наш анализ известных определений безопасности показал, что существенных различий между ними нет. В [3,19,39] они базируются на определении, приведенном в базовом законе о безопасности [1, статья 1]. Вместе с тем каждый из них толкует ее с учетом специфической направленности самих документов и в зависимости от времени выхода документа в свет. Согласно современному определению [4] " ...безопасность продукции, процессов производства, эксплуатации, хранения, перевозки, реализации и утилизации - состояние, при котором отсутствует недопустимый риск, связанный с причинением вреда жизни или здоровью граждан, имуществу... ". Представляется, что оно наиболее полно отражает суть рассматриваемой нами проблемы и поэтому использовано в дальнейшей работе. Одновременно необходимо заметить, что в нем безопасность связана с понятием недопустимого риска, чего не было в ранних документах. Следовательно, должны быть четкое толкование понятия риска и методология его определения. Однако понятие риска также неоднозначно [15,19] и отсутствует методология его определения.
Согласно РД 03-418-01 [15] понятие приемлемого риска аварии — риск, уровень которого допустим и обоснован исходя из социально-экономических соображений. Риск эксплуатации объекта является приемлемым, если ради выгоды, получаемой от эксплуатации объекта, общество готово пойти на этот риск. Предусмотрены технический, индивидуальный, потенциальный, коллективный и социальный виды рисков. При этом оценка риска аварии использует определение вероятности (или частоты) и степени тяжести последствий опасностей аварий для здоровья человека, имущества и/или окружающей природной среды.
В то же время действующий ГОСТ Р 12.3.047-98 [19] предусматривает применение только показателей индивидуального и социального рисков. Оценка включает расчет значений индивидуального и социального рисков и сравнение их с нормативными значениями. Анализ сущности приведенных терминов показывает, что определяющим и первичным является технический риск [15], поскольку вероятность отказа технических устройств с последствиями определенного уровня (класса) за определенный период функционирования опасного производственного объекта влечет за собой индивидуальный риск, как частоту поражения отдельного человека в результате воздействия исследуемых факторов опасности аварий. Потенциальный, коллективный и социальный риски затрагивают вопросы численности предприятий и поэтому должны, главным образом, представлять интерес для специалистов, занимающихся непосредственной защитой человека (эвакуацией, оказанием медицинской помощи и т.д.), поэтому здесь они не рассматриваются. Резервуар (с хранимым в нем взрывопожароопасным продуктом) может одновременно являться наружной установкой (НПБ 105-03 [23]), опасным производственным объектом (№ 116-ФЗ [3]) и продукцией (№ 184-ФЗ [4]). В любом случае он является редко посещаемым людьми объектом, что связано с необходимостью периодического или эпизодического выполнения работ по техническим осмотрам. Следовательно, на основании изложенного ранее, в настоящей работе необходимо учитывать термины и определения безопасности - по Федеральному закону № 184-ФЗ [4], приемлемого, технического и индивидуального рисков - по РД 03-418-01 [15]. Одновременно следует помнить, что к опасным техногенным происшествиям (согласно ГОСТ Р 22.0.05-94 [40] ) относят аварии на промышленных объектах или на транспорте, пожары, взрывы или высвобождение различных видов энергии. Большое внимание рассматриваемой проблеме уделено в методических указаниях ОАО «Газпром» [30] по проведению анализа риска при проектировании и эксплуатации опасных производственных объектов газотранспортных предприятий. В них риск рассматривается как мера опасности, характеризующаяся вероятностью (ожидаемой частотой) возникновения возможных аварий и тяжестью их последствий. В зависимости от целей анализа риск может оцениваться как в качественных, так и в количественных показателях. В процессе качественного анализа опасностей рекомендовано использовать международные процедуры (методы): предварительного анализа угроз PHA (preliminary hazard analysis); анализа технологических отклонений HAZOP (hazard and operability analysis); анализа отказов оборудования FMEA (failure modes and effects analysis); розыгрыша возможных сценариев аварийных ситуаций WHAT IF. Сущность перечисленных методов изложена в [30]. В анализируемой работе рекомендуется использовать в основном количественный анализ риска как наиболее перспективный и достоверный метод оценки уровня опасности для сложных производственных объектов нефтегазового и химико-технологического профиля. Риск измеряется в тех же единицах, что и последствия (ущерб) от аварии за рассматриваемый интервал времени. Показателями техногенного риска для людей являются: потенциальный риск, индивидуальный риск, коллективный риск, социальный риск.
Оценка влияния величины скорости распространения пламени в горючей среде на величину давления во фронте ударной волны
Разрешение имеющихся методических противоречий проведено с учетом следующих обстоятельств: наиболее эффективными являются вероятностные и детерминированные методы [43]. Переход на вероятностные методы принципиально важен и необходим, поскольку в системе МЧС (класс стандартов 22 "Безопасность в чрезвычайных ситуациях") они преобладают из-за неопределенности условий возникновения чрезвычайных ситуаций. По этой причине, а также потому, что их можно применять на всех стадиях жизненного цикла резервуара, они положены в основу данной разработки; принят единый показатель оценки техногенной опасности для всех фаз существования, видов и типоразмеров резервуаров (вместо всех применяемых показателей) - вероятность ее возникновения (взрыва, пожара или высвобождения энергии). Это позволяет проводить сравнение прогнозируемого (или фактически достигнутого) уровня опасности с его нормативным значением и обеспечить преемственность оценок по всем фазам и стадиям жизненного цикла резервуаров. Пример такого графа состояний был рассмотрен ранее (глава 2, рис.2.1 и [70]).
Наличие значительного числа, во-первых, возмущающих факторов влияния, определяющих возможность наступления негативных событий, и, во-вторых, факторов опасности, характеризующих последствия возникновения чрезвычайной ситуации, привело к тому, что на сегодня допускается использование множества показателей, количество которых чрезвычайно велико и трудно поддается учету. К тому же порой трудно отличить их субъективность от объективности и установить взаимосвязь между ними. В качестве примера можно указать на составленный с участием автора (по опубликованным данным) достаточно полный перечень факторов, так или иначе используемых при оценке уровня взрывопожарной опасности резервуара для хранения нефтепродуктов на предприятии нефтепродуктообеспечения [52, приложение 1, таблица]. Анализ их показал следующее: многие из известных факторов опасности между собой взаимосвязаны, поэтому нет необходимости учитывать их все одновременно; для расчета уровня опасности на стадиях проектирования, строительства и эксплуатации резервуаров требуется наличие достаточно большого количества исходных данных, которые отсутствуют в нормативно-справочной литературе; законодательно установленная нормативная вероятность воздействия опасных факторов пожара (ОФП) на людей [18], равная Ю-6 в год в расчете на одного человека, применительно к резервуарам требует метрологического обеспечения критерия оценки их опасности и его численного значения, без чего любая оценка становится невозможной или же необъективной; известные рекомендации по оценке взрывопожарнои опасности резервуаров мало учитывают физико-химические свойства газовой среды и совсем не учитывают прочностных характеристик конструкционных материалов и изменение их в течение жизненного цикла.
В связи с изложенным представилось возможным и обоснованным выбрать путь оценки уровня взрывопожарнои опасности резервуаров на основе методов анализа размерностей и подобия [43,71-73.]. Использование их позволяет формировать безразмерные комплексы, пригодные для всей совокупности резервуаров, а не для каждого отдельно. В этом случае разные типы резервуаров, имеющие численно равные безразмерные комплексы, можно рассматривать как подобные по условиям техногенной опасности и, таким образом, обобщать и переносить накопленный опыт оценки опасности с одного типоразмера на другие, извлекая из этого известные преимущества в сокращении сроков и затрат на проведение оценок.
К доминирующим факторам опасности нами отнесены: габаритные размеры резервуара: диаметр, вместимость и высота (для вертикального) или длина (для горизонтального) резервуара; основные характеристики газовой среды внутри резервуара: высота недолива нефтепродукта, теплоемкость, плотность, температура и давление насыщенных паров хранимой жидкости; скорость распространения пламени в газовой среде резервуара; показатели устойчивости конструкции: наименьшее начальное напряжение механической прочности в материалах элементов конструкции резервуара, скорость коррозии материала резервуара, минимальная начальная толщина материалов в элементе конструкции резервуара, расход материала на единицу вместимости резервуара и срок эксплуатации, для которого рассчитывают показатель техногенной опасности резервуара.
Символы перечисленных независимых переменных, оказывающих влияние на степень опасности резервуара с продуктом, и их размерности представлены в табл.3.1.
Именно эти факторы положены в основу теоретического решения задачи, рассматриваемой далее. Как ранее показано, значительную роль в вопросах устойчивости к взрыву и пожару резервуаров для хранения нефти и нефтепродуктов играют собственно конструкция резервуара и технология обращения нефтепродуктов. Поэтому оценка уровня взрывопожарной опасности может осуществляться принципиально, по крайней мере, двумя путями [53]. Первый путь [52] предполагает проведение сравнительной оценки свойств реального резервуара со свойствами моделей "идеального резервуара" и "абсолютно опасного резервуара". Модель "идеального резервуара" подразумевает минимальность последствий негативного характера для окружающей среды и человека при наступлении неблагоприятных пожароопасных воздействий. Понятию ее наиболее полно отвечает конструкция герметичного резервуара, изготовленного из цельно раскроенного материала, стойкого к воздействию агрессивных внутренней и внешней сред, имеющего постоянную температуру. Модель "абсолютно опасного резервуара" представляет собой противоположность первой модели: открытый сосуд, изготовленный механическим соединением из отдельных структурных элементов (секций или фрагментов), из материала, нестойкого к воздействию агрессивных внутренней и внешней сред. Недостаток такого пути кроется в том, что количественное выражение вклада разнообразных факторов, снижающих или повышающих опасность возникновения и развития взрыва (пожара) в конкретном резервуаре, возможно только с помощью экспертных методов оценки, которым присущ ? " известный субъективизм. Кроме того, он не обладает свойствами прогнозирования, что особенно необходимо при проектировании вновь строящихся и реконструируемых объектов. Невозможность учета особенностей технологий хранения и обращения нефтепродуктов в резервуарах также относится к недостаткам предлагаемого способа оценки.
Защита резервуаров от нерасчетных значений вакуума и избыточного давления
Выбраны четыре основных направления экспериментальных исследований, повышающих устойчивость резервуара к разрушению и снижающих вероятность возникновения взрыва (или пожара) в нем: а) совершенствование конструкции резервуара и его элементов; б) совершенствование методов испытания технологического оборудования (дыхательных клапанов, гидравлических и огневых предохранителей); в) повышение температурной устойчивости конструкции резервуаров за счет применения огнестойких вспенивающихся лакокрасочных покрытий; г) локализация аварийных разливов и горения нефти и нефтепродуктов с целью нераспространения их за пределы резервуара. Сущность принятых решений состоит в создании благоприятных условий для функционирования резервуара (включая его технологическое оборудование), сохраняющих его работоспособность (техногенную безопасность) в течение жизненного цикла и в критических ситуациях, за счет совершенствования конструкции и повышения огнестойкости конструкционных материалов, приспособленности к локализации разливов и горения. Новизна и эффективность авторских разработок в области защитных технических систем и устройств подтверждена патентами и авторскими свидетельствами. Отличительная особенность разработанных защитных технических систем и устройств резервуаров - в использовании положительных свойств пористых структур и закономерностей, их описывающих. В главе представлены методы и устройства по предупреждению техногенного разрушения резервуаров путем снижения взрывопожароопасных концентраций газовой среды, применения защиты от нерасчетных перепадов давления при взрывах и пожарах, разработки эффективных рецептур огнестойких вспенивающихся лакокрасочных покрытий для защиты конструкций резервуара и новых методов испытания защитного технологического оборудования. следует, что одним из путей снижения техногенной опасности резервуара может быть создание в нем инертной среды из одно-двухатомных газов (вместо многоатомной среды паров нефтепродукта), поскольку это ведет к снижению теплоемкости и плотности газовой среды, а также к уменьшению количества тепла, выделяемого при взрыве газовой среды [120, 121,122]. В настоящее время с этой целью применяют многочисленные способы резервуарного хранения взрывопожароопасных жидкостей с использованием на их поверхности плавающих покрытий и созданием инертной среды в газовом пространстве [94-97]. В нашем решении [98] комплексная защита резервуара от высоких температур и образования взрывоопасных концентраций горючей среды может быть достигнута применением эластичного огнестойкого материала и огнетушащего газа (рис.5.1). Конструкция резервуара включает в себя корпус (1), установленную на выходе из резервуара мембрану (2), способную концентрировать азот и уменьшать содержание кислорода, камеры (3) из пористого эластичного материала и регуляторы давления (4) подаваемого инертного газа. Перед наполнением резервуара его свободный объем заполняют инертным газом, проходящим через поры камер. В процессе наполнения взрывопожароопасной жидкостью в работу вступает мембрана, обеспечивая снижение пожарной опасности внутри резервуара. По мере опорожнения резервуара освобождаемый объем вновь заполняется газом, проходящим через поры камер. Кроме этого, исключается образование пожароопасных осадков (вследствие отсутствия прямого контакта хранимых жидкостей и материала резервуара), что приводит к снижению вероятности . „; взрывопожароопасной ситуации в резервуаре. При возникновении пожара в резервуаре через пористое покрытие, обладающее огнестойкостью, подают огнетушащий состав. Такая конструкция имеет ряд преимуществ и позволяет: снизить вероятность возникновения взрывопожароопасной ситуации при наливе, хранении и опорожнении резервуара, поскольку исключено прилипание пожароопасных осадков на стенки и днище, благодаря непроницаемой для жидкости поверхности пористых камер 3; обеспечить пространство резервуара от образования пожароопасных концентраций нефтепродуктов при его опорожнении; снизить затраты на работы по зачистке внутренней поверхности резервуаров, так как эластичные камеры 3 одновременно выполняют функцию сборника отложений. Наличие газа (например, азота) и устройств регулирования его расхода позволяет уменьшить загрязненность воздушной среды парами углеводородов и одновременно изменять концентрацию их внутри емкости (за счет разбавления инертными газами). Пористый эластичный материал играет роль огнестойкого пожарного занавеса, через который (в случае возникновения пожара в резервуаре) подают огнетушащий состав и защищают корпус резервуара. Собранные эластичным материалом пожароопасные отложения (в виде пирофорных соединений) утилизируют, извлекая из резервуара по мере надобности (при загрязнении до установленной нормы).
Создание в резервуаре инертной среды из одно-двухатомных газов (вместо многоатомной среды паров нефтепродукта) ведет к снижению теплоемкости ср и плотности /ттазовой среды и уменьшению количества тепла (cpp-DH-hz), выделяемого при взрыве газовой среды.
Как следствие из изложенного - уменьшение техногенной опасности (комплексный показатель П(т) уменьшается) за счет снижения теплового потока (важнейшего поражающего фактора пожара). Кроме того, применение пористого материала для сбора пирофорных отложений, одновременно уменьшает скорость коррозии к основного материала корпуса резервуара и величину 70(\-(к/30)т), являющуюся показателем интенсивности роста опасных техногенных факторов по мере выработки своего ресурса г резервуаром.
Одной из причин сложившейся неблагоприятной обстановки с авариями резервуаров является несовершенство конструкции защитного технологического оборудования. В частности, это подтверждается данными табл.5.1 о причинах и факторах возникновения и развития аварий в резервуарных парках НПС магистральных нефтепроводов [100,101]. Следовательно, главная причина заключена в том, что существующие методы и устройства защиты резервуаров от взрывов и пожаров не обеспечивают нормативного значения уровня пожарной опасности для людей, которая не должна превышать 10 6 доли воздействия опасных факторов пожара. Защита резервуара от разрушения при взрывах и пожарах от нерасчетных давлений и попадания пламени возможна за счет оснащения его принципиально новым многофункциональным устройством (МФУ) взамен применяемых в настоящее время трех разных типов технологического оборудования: дыхательного клапана, гидравлического и огневого предохранителей [100-102]. Возможность передачи большей части функций от одних элементов другим решена нами с помощью метода функционально - стоимостного анализа (ФСА). Метод ФСА давно и успешно применяется в промышленности и научных исследованиях для выявления конструктивной или технологической роли тех или иных элементов в выполнении главного целевого назначения изделия и возможности их объединения в одно целое по соображениям надежности и экономичности [103,104 ]. Для успешного применения метода ФСА к решению любой конкретной задачи необходимо знать стоимость элементов конструкции и их функциональное предназначение. Всем известны современные неопределенности в формировании цены изделия. Из этого следует, что метод ФСА в чистом виде не может быть применен к решаемой задаче оптимизации структуры защитного оборудования из-за некорректности цен на однотипное оборудование. В связи с этим нами использован основной принцип метода ФСА — поиск возможности совмещения ряда функций в одном из упомянутых ранее изделий вместо трех.
Вероятностная модель прохождения паров нефтепродукта через слой пены огнетушащего вещества
Известны и наиболее распространены устройства подачи пены на горящую поверхность в виде переносных пеноподъемников, автоподъемников и стационарных пенокамер [114]. Одним из недостатков этих устройств является неприспособленность для повторного использования раствора пенообразователя, оседающего на дно резервуара. В результате - высоки экономические потери при тушении пожара из-за повышенного расхода пенообразователя, поэтому существуют технические разработки по устранению этого недостатка [117]. Однако в таком устройстве [117] слив подтоварной воды через задвижку приемно-распределительного трубопровода осуществить трудно по следующим причинам: отсутствие возможности четкого отделения воды от хранимого продукта (поэтому часть нефтепродукта все равно уходит вместе с водой); необходимо наличие в системе слива дополнительной емкости или дополнительного трубопровода.
Эти недостатки устранены в предлагаемом нами устройстве [174]. Устройство (рис. 8.1) состоит из емкости (1) с водой, емкости (2) с пенообразователем, запорной арматуры (3), трубопроводов (4), смесителя (5), насоса (6), эжектора (7), пеногенератора (8), электромагнитных клапанов (9) и (10), электроконденсатора типа «труба в трубе» (11) и блока управления (12).
Устройство работает следующим образом. Включают блок управления (12), который определяет тип жидкости, находящейся между трубами конденсатора (11), и в зависимости от этого выдает команду на открытие электрических клапанов (9) или (10). Если на дне резервуара (13) к началу пожара вода отсутствовала, то в межтрубном пространстве электроконденсатора (11) будет находиться нефть (или нефтепродукт), и команда на открытие электроклапанов (9) и (10) не поступит. В случае же нахождения воды на дне резервуара, блоком управления (12) будет выдана команда на открытие электромагнитного клапана (10), и насос (6) будет откачивать ее из резервуара через эжектор (7) для смешения с пенообразователем в пеногенераторе (8) и подавать на поверхность горящей жидкости (14).
После полной откачки воды из резервуара блок управления (12) выдает команду на закрытие электроклапана (10), при этом насос (6) будет использовать только специальный запас воды из емкости (1). Далее, по мере оседания на дно резервуара раствора пенообразователя (15), блок управления (12) выдаст команду на открытие электроклапана (9), чем обеспечит подачу этого раствора в эжектор (7) для повторного использования. Эта конструкция более совершенна и имеет преимущества, которые позволяют достичь требуемой эффективности работы устройства для тушения нефти и нефтепродуктов в резервуарах путем экономии раствора пенообразователя, повышения технологической и экологической безопасности людей, участвующих в тушении резервуара. Устройство несложно конструктивно и может быть изготовлено промышленным способом с использованием известных технических средств и материалов. Поскольку применение водных растворов пенообразователей с температурой застывания минус 3-8 С в зимнее время может привести к существенному снижению или прекращению подачи в очаг пожара пены из-за замерзания жидкости в межтрубном пространстве конденсатора, который является одним из отличительных признаков устройства, проверена его работоспособность в зимних условиях путем моделирования. Эта необходимость вызвана тем, что условия течения жидкости в конденсаторе, размещенном на всасывающем трубопроводе, могут существенно отличаться от напорного течения, особенно когда при пожаре уровни нефтепродуктов и водного растворов в резервуаре близки к минимальным значениям. Влияние низких температур на пропускную способность всасывающего трубопровода оценено экспериментально на модели, схема которой представлена на рис.8.2. При моделировании следовало осуществить процесс, подобный процессу, происходящему в реальном устройстве для тушения пожаров в резервуарах, и выполнить на модели все требуемые измерения и наблюдения. В соответствии с теорией подобия соблюдены следующие условия: процессы течения жидкости в модели и устройстве имеют одинаковую физическую природу и описываются одинаковыми дифференциальными уравнениями; геометрическое подобие устройства и модели принято по соображениям создания наихудших условий для рассматриваемого устройства; определяющими критериями подобия гидродинамических и тепловых процессов потоков жидкости в устройстве и модели принято равенство чисел Рейнольдса и Прандтля. Методика эксперимента, проведенного на лабораторной установке [52], заключена в следующем. Воду в баке (1) охлаждали до температуры близкой к нулю градусов Цельсия. Трубопровод (3) имел минусовую температуру окружающей среды. При открытии клапана (2) вода из бака поступала в холодный трубопровод. На выходе из трубопровода измеряли расход воды с помощью мерного цилиндра (4) и секундомера. Оценка работоспособности и эффективности всасывающего трубопровода устройства пожаротушения в условиях низких температур проведена по величине снижения начального расхода жидкости и факту замерзания трубопровода. Результаты эксперимента представлены в табл.8.1 (стр. 181). Обработка и анализ их показали следующее: режим течения в модельном трубопроводе - ламинарный при числе Рейнольдса около 700. При переносе данных на реальные трубопроводы, этому значению будут соответствовать скорости перекачки 0,5-1,0 м/с, диаметр трубопровода 0,15-0,25 м и кинематическая вязкость пенообразователя порядка 100x10"6 м2/с при температуре минус 10С, что характерно для систем стационарного пожаротушения резервуаров вместимостью порядка 5000 м ;
